Opinión

Petróleo: precios
e inversiones

Sin duda uno de los temas más comentados en las últimas semanas ha sido la abrupta caída de los precios del petróleo, debido a los múltiples efectos que conlleva tanto para países productores como consumidores. Las causas de dicha reducción han sido ampliamente analizadas: incremento sustancial de la producción en Estados Unidos a partir de los yacimientos en lutitas o shale; una menor demanda actual y esperada de petróleo y gas en los países desarrollados ante perspectivas de un crecimiento económico más lento; y la estrategia de la OPEP para, frente a menores precios, sacar del mercado a productores con costos más elevados. A fin de cuentas, como cualquier commodity, el petróleo sigue y seguirá siendo un mercado de excedentes que, cuando se alteran, introducen volatilidad en los precios.

Para México, el impacto a corto plazo de la disminución de los precios del petróleo es claro. Un incremento de la volatilidad cambiaria, más por expectativas que por su efecto en la economía real, así como una reducción de los ingresos petroleros, que sobre todo incidirán en Pemex y en su capacidad de inversión, dado el nuevo esquema fiscal y presupuestal que operará a partir de 2015. Para el gobierno federal, en principio el impacto de corto plazo sería limitado como resultado de las coberturas de precios que adquirió hace algunos meses; no obstante, la SHCP clasificó como “información reservada” las características correspondientes (plazo, precios y volúmenes cubiertos).

Como también se ha comentado ampliamente (Enrique Quintana esta semana), a mediano plazo el impacto podría darse en las inversiones asociadas a la reforma energética y no sólo en la denominada Ronda Uno, que corresponde a las áreas y campos que se licitarán para la participación privada con o sin Pemex, sino también en la Ronda Cero que son los campos asignados a la nueva Empresa Pública del Estado precisamente por la menor disponibilidad de recursos que tendrá para invertir. Ese impacto estará en función de varios factores: del tipo de yacimientos y los costos de producción asociados; de la temporalidad para que las inversiones sean rentables, es decir, el tiempo desde la exploración hasta la extracción o la producción cuando se trata de campos maduros; y, sobre todo, de los márgenes de maniobra que tiene el gobierno en los procesos de licitación.

Los costos de producción de un barril de “petróleo crudo equivalente”, sea aceite o gas, presentan diferencias muy significativas según el yacimiento. En México se ubican en casi seis dólares por barril (dpb) en aguas someras de las regiones marinas; 8.50 dpb en campos maduros de tierra de la región sur (Tabasco y sur de Veracruz); y 12.70 dpb en la región norte (Altamira, Poza Rica).

A nivel internacional, mientras que en 2013 el costo promedio de Pemex fue de aproximadamente ocho dpb, el de Statoil (Noruega) de 8.50, Total (Francia) de 9.24, ENI (Italia) de 12.19, Shell (Holanda) de 14.35, BP (Reino Unido) de 13.16, Petrobras (Brasil) de 17.22 y el promedio de las estadounidenses Exxon, Conoco y Chevron de 13.64 dpb. En el caso de petróleo y gas shale, se habla de costos del orden de 57 dpb, según publicó la revista The Economist esta semana. Los plazos desde la exploración a la extracción también son extraordinariamente variables, así como los volúmenes extraídos de un yacimiento: de un año para shale y no convencionales, como Chicontepec, hasta más de 10 años en aguas profundas.

Ese es el marco en el que el gobierno tendrá que tomar decisiones sobre los parámetros de las licitaciones para la Ronda Uno. Sus márgenes incluyen redefinir campos o áreas a licitar; compactar o ampliar el número de campos por proceso licitatorio; establecer los montos de regalías y bonos en los contratos y licencias; y definir los porcentajes para contratistas y Estado en los esquemas de utilidad y producción compartida. Todo ello, se traducirá en cómo se comparte el riesgo entre los participantes y definirá el ritmo de las inversiones.

Twitter: @ruizfunes